Способ добычи нефти из нефтяных месторождений

 

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК П g Е 21 В 43/18

®ncoeqqq

13,,, ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н flATEHTY

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3405650/22-03 (22) 04.03.82 (46) 07.07.86. Бюл. к- 25 (71) ОРСАГОШ Кеолай-еш Газипари

Трест (НП) (72) Янош Аугустин, Акош Бан, Миклош

Криштоф, Йожеф Папаи и Шандор Надь (НП) (53) 622.276(088.8) (56)Хербек Э.Ф. и др. Процессы смешивающегося вытеснения нефти обогащенным газом,-"Инженер-нефтяник", 1976, М 3. (54) (57) 1. СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ

НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, включающий на первой стадии нагнетание через нагнетательные скважины смеси газов, содержащей этан и более тяжелые компоненты, с содержанием .этана по меньшей мере 30-407 с последующим на второй стадии нагнетанием воды и добычу нефти через добывающие скважины, о тл и ч а ю шийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи, в нагнетательной смеси газов молярное соотно„„SU „„1243632 А 3 шение этана и более тяжелых компонентов составляет 2,5:1, нагнетание смеси газов производят до половины порового объема нефтяного месторождения при одновременной добыче нефти, а темп нагнетания смеси газов и объем добычи выбирают с учетом достижения пластового давления по окончании нагнетания смеси газов размера начального пластового давления и в дальнейшем после появления смеси газов в добывающих или в ставших, добывающими скважинах . процесс нагнетания смеси газов останавливают и на второй стадии нагнетают воду при неизменном продолжении добычи, а процесс регулируют нагнетанием воды с учетом неизменности пластового давления и прекращают добычу при полном заводнении скважин.

2. Способ по п. 1, о т л и ч а юшийся тем, что смесь газов нагнетают в зону раздела нефть — вода в воду.

3. Способ по п. 1, о т л и ч а юшийся тем, что смесь газов нагнетают в начале добычи.

124

Изобретение относится к способу извлечения нефти из нефтяных месторождений.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи.

Изобретение относится к способу повышения выхода нефти нефтяных месторождений, причем его существенный отличительный признак состоит в том, что, не прекращая добычу, во время

1 процесса добычи примерно половину по рового объема нефтяного месторождения загазовывают путем нагнетания содержа— щего большое количество этана и тяжелых компонентов газа. Количество этана в нагнетаемом газе составляет по меньшей мере 30-40%, молярное соотношение этана и тяжелых компонентов составляет по меньшей мере 2,5:1.

Соотношение между нагнетанием газа и эксплуатацией (добычей) выбирается таким образом, чтобы при завершении нагнетания газа пластовое давление имело примерно такое же значение, что и в начале. В процессе непрерывной добычи (эксплуатации) нагнетание газа заканчивается при появлении нагнетенного газа в нефтяной добывающей (эксплуатационной) скважине. Поэтому при неизменном ведении добычи нефти производится нагнетание воды, и процесс регулируется так, что при этом пластовое давление не претерпедает никаких потерь. Добыча нефти заканчивается при полном заводнении нефтяных скважин. Согласно предпочтительному осуществлению способа проводится нагнетание газа в нефть и/или вблизи раздела вода — нефть (краевая (законтурная) водная линия) в воду.

По другому варианту нагнетание содержащего этан и тяжелые компоненты газа проводится вплоть до загазованности эксплуатационных скважин попеременно с водяной пробкой так, что масса газа и масса водяной пробки в объеме пласта имеют значение 2-10% порового нефтяного объема.

Способ можно осуществлять таким образом, что нагнетание содержащих этан газов производится в начале разработки нефтяных месторождений в промежуточном состоянии разработки или после заканчивания первичной и/или вторичной, осуществляемой с помощью нагнетания воды, эксплуатации нефтяного месторождения.

Пример 1. Выбранное в качестве примера, обладающее большой газовой шапкой нефтяное месторождение имеет антиклинальный продуктивный горизонт, глубина его залегания составляет примерно 1880-1970 м. Соотношение порового объема газовой шапки и нефти (относительное значение) составляет 1,7. Начальный запас нефти составляет 15 млн м, первоначальное пластовое давление составля10 ет 195 атм. Плотность неф-.è при 15 С и давлении 1 атм составляет 0,83 г/см .

Эксплуатация месторождения осуществляется при постоянном давлении с помощью нагнетания воды. Ряд добываю15 щих скважин расположен по средней линии нефтяного пласта на расстояниях скважин друг от друга 300 м; ряд нагнетающих скважин расположен на резделе газ — нефть, на разделе газ — за20 бойная нефть с расстояниями между ! скважинами 400 м, ряд скважин для краевой (законтурной) закачки воды в водное тело вблизи разредела вода нефть расположен на расстояниях между скважинами 600 м.

К возможному начальному моменту применения согласно изобретению способа добычи, соответственно эксплуатации (скважины) приближается к своему концу осуществляемая с помощью закачки воды добыча, и эксплуатационные скважины работают с содержанием воды примерно 80-90%. Выбранное в качестве примера месторождение расположено на нефтегазовом промысле, где добыча

35 свободного и попутного газа составляет примерно 3 млрд м в год.

Газы содержат в значительном количестве этан, наличие которого в жид40 ких продуктах нежелательно, он удаляется по газон)2оводу и на этом основании отделяется.

На газовом месторождении можно осуществлять подготовку газа с помощью сепарирования глубоким охлаждением и расширением. Отделение жидких целевых продуктов осуществляется путем абсорбции при низких температурах.

Получаюшийся во время протекания способа "побочный продукт" технологии переработки rasa представляет собой головной газ колонны (башни) для отделения этана.

Этот головной газ содержит в среднем 33% этана и 10% более. тяжелых, чем "-тан, компонентов. Уже имеющий этот состав газ пригоден для снижения ,остающегося в месторождении запаса

15

25

30 з 12 нефти в процессе осуществления предлагаемого способа.

С помощью простой технологии, на пример частичной конденсации, газ может далее обогащаться этаком, что в отно.шении способа добычи еще благоприятнее. Если, например, количество этана и более тяжелых компонентов составляет 65 мол.7, причем соотношение между этаном и более тяжелыми компонентами примерно 3:10, то, если этого газа нагнетается примерно 40-50 м на 1 м нефти, благодаря этому рабочему процессу объем нефти увеличивается примерно на 10Х (нефть "разбухает") и ее вязкость уменьшается на

30Х.

При учете эффективности объемной газификации 0 5 при этих условиях (имеющееся в случае такого промысла количество газа достигает 70 млн.м в год, предлагаемый способ может ра. спространяться на зону месторождения: с первоначальным геологическим запасом .нефти, соответствующим 4 млн.м .

Нагнетание имеющего высокое содержание этана rasa осуществляется, согласно изобретению с помощью расположенных перпендикулярно к средней линии нефтяного пласта "прорезывающих (пересекающих)-нагнетательных скважин.

Это требует углубления дальнейших новых скважин Нагнетание rasa осуществляется в расчете на все месторождения ступенчато, в 3-4 ступени.

Нагнетание газа может осуществояться в течение года в случае эксплуатационного объекта.

Нагнетание газа заканчивается, когда пластовое давление становится равный или примерно равным преобладающему вначале пластовому давлению, и в процессе непрерывной добычи в эксплуатационных скважинах появлятся нагнетенный газ.

В самом ближайшем рабочем процессе осуществляют нагнетание воды в количестве, соответствующем поровому объему примерно 0 5.

Под действием набухания (увеличение объема) и уменьшения вязкости нефти, а также ее насыщенности свободным газом предлагаемым способом можно гарантировать примерно достигающее 7-8Х повышение выкода. В случае взятого в качестве примера месторождения это улучшение эффективности означает дополнительное количест43632

4 во нефти примерно 1,0-1,2 млн м при времени добычи 10-15 лет.

Пример 2. Взятое в качестве примера месторождение соответствует по своей характеристике описанному в примере 1 месторождению. Имеющееся в распоряжении для осуществления способа добычи количество газа и качество его как в примере 1.

Перед примейением предлагаемого способа добыча осуществляется благодаря замкнутому заводнению с обеих сторон (нагнетание воды) с помощью обычной сетки скважин, как в примере 1.

Сетка скважин месторождения в интересах третичного метода добычи нефти дополняется благодаря прорезывающему (пересекающему) ряду скважин, которые окружают две, при случае три эксплуатационные скважины.

Нагнетание обогащенного этаном газа начинается в краевые нагнетательные скважины, причем из раздела газ нефть осуществляется происходящее в умеренном темпе нагнетание воды. Нагнетание и добыча в -объеме пласта поддерживают равновесие. Для эффективности заводнения нужно закрывать (изолировать) эксплуатационнную скважину, как только концентрация этана в газе эксплуатационной скважины достигнет 507 содержания этана в нагнетаемом газе.

Краевое (законтурное) нагнетание газа в случае единства отдельных об35 ластей должно заканчиваться после отключения (изолирования) всех экс,плуатационных скважин и переноситься

1в прорезывающий ряд скважин. Как только нагнетенный в прорезывающий ряд

40 .скважин газ прорвется в каждую эксплуатационную скважину, начинается закачка воды или обработанной воды в скважины законтурного и/или прорезывающего ряда скважин и при этом сохра45 няется объемное равновесие нагнетания и добычи. Количество нагнетаемой воды составляет также здесь поровый объем 0,5.

Объемная эффективность газификации (загазованность) в этом случае из-за происходящего также с края нагнетания газа благоприятнее, чем в случае при.веденного первым примером. По этой

55 причине выход больше на 8-10 . Повышение выхода означает дополнительную добычу нефти 1,2- 1,5 млн м в течение

10-15 лет в заданном месторождении.

1243632

Пример З.Выбранное в качестве примера нефтяное месторождение имеет антиклинальную залежь с глубиной размещения 1720-1790 м.Находящаяся в месторождении нефть насьпцена, однако не. имеет ,никакой газовой шапки. Плотность нефти о при 15 С и давлении 1 атм составляет

0,81 г/см . Начальный запас нефти составляет 8 млн м, начальное пластовое давление составляет 180 атм.

Эксплуатация месторождения предусмотрена с помощью закачки воды и постоянного давления. Для.осуществля" ющейся с помощью закачки воды добычи нефти построена сеть скважин на расстояних 400 м. Запланированный конечный выход за счет площаднсго заводнения составляет 46Х. Вблизи содержащейся в нефтяном месторождении нефтеносной площади находится га.зопромысел, ежегодная добыча которого составляет 2 млрд м . Газы содержат в среднем 87 этана, кроме того, пропан и также бутан.

Жидкие. целевые продукты и пропанбутан отделяются. Побочный продукт технологии переработки газа представляет собой головной газ колонны для отделения этана, который содержит до 33Х этана и до 10Х более тяжелых чем этак компонентов, благодаря частичной конденсации содержание этана можно повысить далее вплоть до 50

557. Содержащий 50-55Х этана — тяжелые компоненты газ пригоден уже для осуществления предлагаемого способа.

Осуществляемая с помощюь содержащего высокую долю этана газа газификация применяется до заводнения. Согласно результатам лабораторных испытаний повышение выхода по сравнению с нагнетанием воды (заводнением) таким образом в 1,5 раза вьппе, чем повьппение выхода в случае использования третичного метода добычи нефти.

Обогащенный благодаря частичной конденсации газ подается через газопровод в нефтяную залежь. Имеющегося в распоряжении количества 40 млн м в год достаточнодля заполнения начальной нефтяной эалейи 2,5 млн м газом, Имеющий высокое содержание этана газ нагнетается в средние: скважины пятиточечного элемента. Нагнетание газа продолжается до тех пор, пока содержание этана в попутном газе эксплуатационных скважин не достигнет

507. содержания этана в нагнетаемом газе, Нагнетание газа по-видимому продолжается 3-4 года.

После нагнетания газа осуществляется закачка воды или обработанной воды. Нагнетаемая вода или обработанная вода составляет величину в 1,5 раза большую порового объема. !

О Ожидаемое от осуществления предлагаемого способа повышение выхода составляет 10,5-127, что означает дополнительную добычу нефти 0 840

0.,960 млн м по сравнению с заводне15 нием в случае месторождения с данными характеристиками.

Преимущество изобретения заключа ется: в том,. что добыча нефти из месторождения может значительно повы20 шаться без требующихся затрат на капиталовложения и также можно добывать количество нефти в день, которое более нельзя было извлечь с помощью до. сих IIop известных способов .

25 Сущность метода заключается в том„ что богатый этаном газ при температуре и под давлением пласта создает между пластами газовую фазу, и тем самым приводя в действие предла30 гаемый механизм вытеснения нефти. Газовая фаза может быть обеспечена при пропорции 2,5:1 этана.или компонента, более тяжелого, чем этан, при темо температуре около 303 К.

Процентное содержание метана и этана в газе влияет на значение критической температуры. Обеспечение такой пропорции необходимо с целью поддержания на низком уровне псевдокритической температуры по сравнению с нагнетанием газа, богатого пропаном и тяжелыми компонентами..

Измерения показали, что с повыше45 нием насьпцения свободным газом повышается коэффициент извлечения при нагнетании воды до определенного значе" ния насьпцения свободным газом. Это значение зависит от свойств породы и жицкости. Так, ЗОХ-ное газонасьпце50 ние, которое соответствует этому состоянию, если давление залежи на 107 меньше, чем давление газонасыщения, наиболее эффективно повьппает извлечение °

Пример 4. Состав обогащенного этаном газа, производство которого возможно в промьппленнсм масштабе, следующий:

1243632

СНе

C,Hq

С,Н>

iCLIH10 пС<Н.ю

С,Н

58,34

30,00

6,09

0,.74

0,75

0,04

Составитель И, Лопакова

Техред Н.Боккало Корректор А. Тяско

Редактор В. Иванова

Тираж 548 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Заказ 3723/60

Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4

СО, 1,69

11т 1,75

Пример 5 . Предпосылкой успешного использования предлагаемого способа является газовое состояние эакаченной среды. Критическая темпео ратура метана низка: 190, 8 Х, его присутствие в газе уменьшает псевдокритическую температуру смеси. Температура некоторых нефтяных залежей низка (около 313 К), поэтому,определяют необходимую минимальную концентрацию метана для обеспечения газового состояния при такой температуре таким образом, чтобы соблюдалась пропорция 2,5:1 этана или более тяжелого, чем этан, компонента. Таким образом, обеспечивается, что в большинстве нефтяных залежей, где темпеРатура пластов достигает значения

373 К или выше, псевдокритическая температура обогащенного этаном газа ниже температуры в пластах, если нагнетаемый газ с большим содержанием этана не содержит метана.

Известно, что при молярном соотношении этан: пропан = 2,5:1 обеспечивается псевдокритическая температура 330 К.

При более низкой температуре с точки зрения минимальной концентрации

Ф метана неблагоприятным является тот

1О случай, когда фракция,С содержит чистый пропан. В этом случае в отношении метана должно соблюдаться условие: молярновесовая концентрация о

18 5 при температуре пластов 313 К.

15 Соответствующий этому состав газа следующий, моль. "7.:

С„ 18,50

С 58,21 з

23,29

2{) Очевидно, что газ такого состава легко можно получать из большинства природных газов или иэ газов, сопровождающих нефть, и, таким образом, вытесняющее средство остается в газоо

25 вой фазе при температуре выше 313 К независимо отдавления внефтяном пласте

Если фракция С содержит более тяжелые, чем пропан компоненты, то минимальная концентрация метана долж30 на быть больше.